6 Мамонтовское нефтяное месторождение

Уникальное Мамонтовское месторождение является одним из крупнейших месторожде­ний как в Западной Сибири, так и в стране. Оно занимает второе место в Западно-Сибирском нефтегазоносном регионе после Самотлорского по уровню максимальной добычи нефти.

Месторождение расположено на террито­рии Сургутского района Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. Бли­жайшим наиболее крупным населенным пунк­том является г. Нефтеюганск. В непосред­ственной близости от месторождения располо­жен город Пыть-Ях и поселок городского типа Мамонтово.

Поисково-разведочное бурение на террито­рии месторождения начато в 1964 г. Открыто Мамонтовское месторождение в 1965 г. В про­мышленную разработку введено в 1970 г. Мамонтовское месторождение разрабаты­вается с 1970 г. Оно характеризуется высоки­ми темпами разбуривания.

Максимальный объем бурения приходится на 1984 г. — 1088 тыс. м или 8,2% накоплен­ного объема, равного 13200 тыс. м. С 1995 г. бурение дополнительных скважин прекраще­но из-за финансовых и экономических трудно­стей, несмотря на наличие резерва по вовлече­нию остаточных запасов нефти в разработку.

Проектный фонд практически полностью разбурен в 1990 г. До 1995 г. продолжалось разбуривание дополнительных скважин уплот­няющего фонда.

Месторождение разрабатывается 26 лет и находится в стадии падающей добычи нефти. В динамике добычи нефти выделяются три стадии:

1 — растущей добычи нефти (1970-1984 гг.);

2 — стабильной добычи нефти (1985-1987 гг.);

3 — падающей добычи нефти (с 1988 г.). За первую стадию, достаточно продолжи­тельную (15 лет), отобрана треть НИЗ.

Вторая стадия — стабильная добыча нефти продолжалась всего три года. За этот период отобрано 18% НИЗ. Максимальный темп от­бора, 6% НИЗ, достаточно высокий. К концу второй стадии с начала разработки отобрана половина НИЗ.

Третья стадия разработки началась с 1988 г. Резкое уменьшение добычи нефти бы­ло отмечено с 1992 г. на 24% по сравнению с предыдущим годом и в 2,3 раза относительно максимальной. За последние три года падение Основными причинами падения добычи нефти являются:

— значительная выработка запасов нефти;

— выбытие большого числа добывающих скважин;

— снижение средних дебитов нефти и жид­кости на 12-15% ежегодно в связи с истощени­ем запасов нефти;

— значительное сокращение бурения до­полнительных скважин за последние годы (в 1995 г. введено всего 10 новых добывающих скважин) вследствие экономических трудностей и уменьшения резервов по вовлечению за­пасов в активную разработку.

Максимальный уровень добычи нефти 35,2 млн т с темпом отбора 5,9% НИЗ до­стигнут в 1986 г., т. е. на 16-й год разработки. Обводненность продукции при этом составила 51%, дебит нефти — 43 т/сут, фонд скважин — 2526 — пробурено 5020 скважин эксплуатацион­ного фонда. Утвержденный проектный фонд в количестве 4200 разбурен полностью. Допол­нительно пробурено 820 скважин — 16% об­щего фонда, рекомендованных в документах по авторскому надзору за 1983-1988 гг. в качестве уплотняющих или в зонах уточненных конту­ров нефтеносности;

— за 1995 г. из месторождения добыто 8547 тыс. т нефти;

— с начала разработки отобрано 76% НИЗ;

— действующий фонд составляет 1918 скважин или 62% общего добывающего фонда;

— соотношение действующего добывающе­го и нагнетательного фонда составило 2,9;

— средний дебит нефти равен 14, жидко­сти — 70 т/сут;

— обводненность — 80%.

Месторождение находится в стадии интен­сивного падения добычи нефти и высокой об­водненности. Текущее пластовое давление по всем залежам выше начального на 0,7- 1,9 МПа, что затрудняет проведение ремонт­ных работ.

Из анализа по пластам и в це­лом по месторождению вытекают следующие основные выводы:

1. Проектный фонд месторождения пробу­рен, и в разработку вовлечены почти все запа­сы.

2. Благодаря правильной стратегии освое­ния месторождения и эффективным системам разработки на месторождении достигнут вы­сокий максимальный темп отбора— 5,9%.

3. Возможности по вовлечению допол­нительных запасов в активную разработку ограничены. Однако по результатам бурения уплотняющих скважин за последние три го­да можно предположить, что есть резервы для бурения дополнительных скважин.

Из сопоставления основных показателей следует, что:

— максимальная добыча нефти 35,2 млн т, достигнутая в 1986 г., на 4,2 млн т (9%) боль­ше, чем по проекту. Это связано с освоением блочно-замкнутой системы заводнения (БЗСЗ) более быстрыми темпами и с большим на 74 скважины добывающим фондом;

— фактическая добыча нефти до 1988 г. превышает проектную, после чего начинает значительно отставать. В 1995 г. фактически добыто 8,5 млн т нефти или на 40% ниже про­ектного уровня.

Основными причинами различия фактиче­ской и проектной добычи в 1995 г. служат:

— значительно меньший фонд действую­щих добывающих скважин (на 431 скважину или 18% проектного числа), в то же время нагнетательный фонд больше на 187 скважин (т. е. на 19%), чем по проекту;

— дебит нефти ниже проектного на 3,4 т/сут (20%), что связано с ухудшением структуры запасов. После уточнения строения пластов доля запасов в водонефтяных зонах, низкопроницаемых и неоднородных пластах увеличилась до 45%, т. е. почти в 2 раза;

— не обеспечен проектный дебит жидкости в связи с сокращением средней нефтенасыщенной толщины на 10%.

При оперативном уточнении фонда сква­жин и показателей разработки в авторском надзоре за 1989 г. добыча нефти была за­проектирована в объеме 11,7 млн т. Однако

по тем же вышеуказанным причинам отмеча­ется невыполнение намеченного уровня добы­чи.

Применение блочно-замкнутой системы за­воднения (БЗСЗ) на крупных месторождени­ях Западной Сибири: Мамонтовском, Южно-Сургутском, Федоровском, Самотлорском и других, явилось одним из прогрессивных на­правлений в области разработки.

Эта технология заключается в разрезании залежи нагнетательными рядами скважин на замкнутые участки (квадраты, прямоугольни­ки и др.) с размещением в каждом из них 3-5 рядов добывающих скважин.

На Мамонтовском месторождении БЗСЗ внедряется с 1978 г.

Удельная площадь, проходящаяся на скважи­ну, в результате уплотнения и организации БЗСЗ уменьшилась в 1,8 раза в целом по ячей­ке и в 2,8 раза по зоне добычи.

Низкопродуктивных скважин с минималь­ными отборами до 5,0 тыс. т насчитывается 57 (20%). В большинстве эти скважины обвод­нены и находятся в простое или переведены на другие пласты. В эксплуатации находит­ся 18 скважин со средним дебитом жидкости 52 т/сут и обводненностью 90%. По скважи­нам с низкими отборами с начала разработ­ки добыто 155 тыс. т нефти. Прогнозные НИЗ по характеристикам вытеснения оцениваются в объеме 174 тыс. т.

В заключение необходимо отметить следу­ющее.

1. Мамонтовское месторождение разраба­тывалось сравнительно высоким темпом (в 1986 г. отбор составил 5,9%): рост добычи нефти продолжался в тече­ние 17 лет и относительно стабильная добы­ча — в течение двух лет; темпы обводнения на месторождении сравнительно невысокие, обводненность про­дукции составила 80% при оборе 76% НИЗ, на­копленный ВНФ равен 1,3;

2. Достигнутые результаты разработки Мамонтовского месторождения говорят о том, что на нем реализуются проектные решения, близкие к оптимальным за счет правильной стратегии освоения месторождения.

3. Проектными документами приняты решения, направлен­ные на развитие систем разработки, разу­крупнение объектов, уплотнение сетки сква­жин, обеспечивающие интенсификацию добы­чи нефти.

Таким образом, в ходе разбуривания ме­сторождения по мере уточнения строения и геолого-физических параметров продуктивных пластов оперативно и своевременно трансфор­мировались системы разработки в наиболее эффективные и подходящие к условиям данно­го пласта и уплотнялись сетки скважин для увеличения конечного нефтеизвлечения и под­держания стабильных уровней добычи нефти.

4. Основной задачей на заключительном этапе разработки месторождения является замедление темпов падения добычи нефти, уменьшение доли воды в продукции скважин и увеличение конечного КИН.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция в ближайшей и долгосрочной перспективе остается важнейшим источником углеводородного сырья для Российской Федерации, ближнего и дальнего зарубежья. При этом значительная часть высокопродуктивных залежей уже выработана, в связи с чем возрастает актуальность освоения новых труднодоступных районов и совершенствования вторичных методов добычи на разрабатываемых месторождениях.

Становление нефтегазодобывающего комплекса в Западной Сибири можно рассматривать как беспрецедентный в масштабах мировой истории пример индустриального освоения обширных территорий, обладающих экстремальными для человека природно-климатическими условиями. Интенсивный процесс освоения нефтяных и газовых богатств Западной Сибири подтолкнул научную общественность к развитию целого ряда новых предметных отраслей, невольным образом способствуя совершению многих знаменательных открытий. Он оказал решающее влияние на характер экономического развития страны, превратив ее в "ресурсную державу". Он породил множество экологических, социальных и культурных проблем, которые, никогда так остро не обнажались, как в условиях ранимой северной природы и органично вписанного в него традиционного жизненного уклада ее старожилов. Будучи частью новейшей отечественной истории, освоение Сибири, происходившее в течение жизни одного поколения, в сознании современников пока еще лишено масштаба "эпохальности", и по большей части воспринимается как нечто обыденное, происходящее рядом. Возможно, поэтому сегодня столь важным становится внимательное и осмысленное отношение к его истории, которое должно стать фундаментом для выработки критериев разумного и гармоничного будущего развития региона.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1 Багутдинов А.К., Барков С.Л., Белевич Г.К. и др., Геология и разработка крупнейших и уникальных нефтяных и нефтегазовых месторождений России. – Издание в 2 т., 1996. – Т. 2, 352 с.

2 Коршак А.А., Шаммазов А.М., Основы нефтегазового дела. - Учебник для вузов, 2005. - 528 с.

3 Интернет-ресурс: http://www.vipstd.ru/gim/content/view/466/212/ [Дата обращения: 22.11.2011]

4 Интернет-ресурс: http://www.siberianway.ru/oilandgas.html [Дата обращения: 22.11.2011]

22